二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田的应用

苏里格气田属于三低气田,水锁伤害严重,压后排液困难.如何实现对储层的低伤害、快速返排是储层改造技术面临的一个重要问题.二氧化碳干法压裂技术采用液态二氧化碳作为压裂液,利用压裂液对裂缝壁面冲蚀作用形成的岩石碎屑为支撑剂,压裂后,二氧化碳气化并迅速从地层中返排出来,从而实现了对储层的增产改造.该技术在苏里格气田进行了一口井的成功应用,施工过程顺利,压后改造效果较好.通过施工表现出二氧化碳干法压裂技术能够形成动态裂缝,具有一定的增产、稳产能力,且压后返排迅速.但也存在一系列的缺点,如:施工管路摩阻较高,滤失较大、返排过程中易在管柱中产生冰堵等.总体而言,二氧化碳干法压裂技术在苏里格气田具有一定的适用性,并可以作为低渗透油气井增产改造技术的借鉴.     

洛带气田多层系低压气藏压裂工艺技术研究及应用

洛带气田蓬莱镇组气藏储层具有储层敏感性强、压力低、层多但单层薄、储量丰度低等特征,采用常规压裂工艺储层伤害大、压裂液返排率低,压裂效果不好。 针对储层特征,攻关形成了以“低伤害强返排压裂液、优化施工参数、液氮助排、纤维防砂、高效返排、多层压裂”为核心的压裂工艺技术,在洛带气田蓬莱镇组气藏具有很好的适用性!现场应用取得了显著的改造效果,也为国内外类似气藏的压裂开发提供了有益借鉴。     

查干凹陷苏一段储层提高压裂效果技术研究与应用

针对查干凹陷苏一段储层的地质特征和压裂改造难点,结合部分前期压裂井的效果分析,开展储层
伤害及岩石力学特征分析评价,优选出了低残渣、低伤害、易返排的压裂液体系,并进行了降破压实验评价;在压裂
工艺技术方面,进行了酸化预处理技术、全程伴注液氮技术、多裂缝技术和压后返排优化设计的研究,初步形成了
一套较为有效的适用于该地区储层的水力压裂工艺技术体系。经现场应用后取得了显著的增产效果,对该地区储
层勘探开发提供了一套有效的储层改造技术。     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

川西低渗致密气藏低伤害压裂技术研究及应用

川西地区重点勘探开发区块A气田遂宁组和B气田蓬莱镇组气藏由于前期压裂工艺技术的不配套,使得压裂施工成功率低、措施有效率低,严重影响了气藏的有效开发.压裂伤害机理研究表明,压裂过程中的伤害主要来源于压裂液和支撑剂造成的裂缝伤害,提出了压裂改造应从低伤害压裂液、压裂优化设计、返排工艺等多个方面降低伤害.研制形成的低稠化剂压裂液稠化剂浓度下降20%、伤害下降11.7%、残渣下降16%.在铺砂浓度实验、前期施工井评价和典型井的模拟和优化的基础上,确定了A气田遂宁组气藏和B气田蓬莱镇组气藏的最优压裂施工方案,形成了以线性加砂工艺技术、变粘压裂工艺技术、低砂比压裂工艺技术、多层压裂工艺、液氮+纤维高效返排等降低施工难度、实现低伤害压裂的配套集成技术.通过低伤害压裂技术的应用,使B气田蓬莱镇组气藏压后平均无阻流量由项目开展前的1.90×104m3/d上升到8.5137×104m3/d,使得A气田遂宁组气藏在2005年底提交天然气含气面积129.07km2,探明储量100.78×108m3,具备持续高速勘探开发的潜力.低伤害压裂技术在川西其它气田得到了推广应用,也为近期目标区块的勘探开发以及类似储层天然气的勘探开发提供了重要的经验和参考价值.     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

液氮伴注压裂工艺技术研究与应用

针对低压低渗气藏水基压裂液压裂后,液体返排率低等问题,在室内研究了液氮伴注压裂工艺技术。通过现场试验表明,该工艺具有压后压裂液返排率高、滤失低、对储层伤害小等特点。     

致密砂岩气藏压裂液高效返排技术

压后返排是水力压裂作业的重要环节,低渗致密油气藏压裂液的高效返排,是保证压裂效果的关键所在,直接影响压裂改造的效果。通过低渗致密油气藏压裂液返排机理的研究,分析了影响压后压裂液返排的影响因素除了基本地质特征外,主要有压裂液的水锁伤害、启动压力的和返排压差。在此基础上,通过研究,提出了低渗致密油气藏压后高效返排的技术对策,即,以高效返排压裂液和压裂液强化破胶为技术核心,以纤维加砂、液氮伴注、工艺优化和压后返排控制为关键技术,实现低渗致密油气藏压裂后压裂液高效返排。高效返排工艺技术在川西致密气藏应用效果良好,大大地缩短了返排时间,提高了压裂液的返排率和返排效率,有效的降低了压裂液对储层的伤害,保证了压裂改造的效果．     

CO2压裂技术在苏里格气田的应用

针对苏里格气田低压、低渗气藏的特点,以及常规压裂压后液体返排困难,储层水伤害严重的问题,研究利用CO2压裂技术提高压裂液返排效果,减少储层伤害。有针对性地研究了CO2压裂工艺的原理、压裂优化设计技术及压裂配套工艺等。该技术在长庆油田苏里格气田的现场应用表明,应用CO2压裂技术降低了压裂液对气层的伤害,提高了气井单井产量和压裂效果。     

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鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏是一个典型的低压致密气藏，气井压裂前自然产能很低或基本无产能。水力加砂压裂是该地区进行气田勘探开发的关键技术之一。由于储层具有低压、低孔、低渗的特点，且存在严重的水相圈闭损害和其它敏感性损害，采用针对常规砂岩储层的压裂改造方法在该地区不能达到满意的增产效果。针对鄂北地区低压致密气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了改进的压裂工艺技术方法，筛选出了低残渣、低伤害、抗水锁、易返排的压裂液体系，大大提高了压裂改造效果。压后平均单层气产量提高2倍以上，初步形成了该地区低压致密气藏压裂工艺技术体系，为进一步探索、解决低压致密气藏的勘探开发难题奠定了良好的基础。     

地下自动发泡的新型类泡沫压裂液研究及现场应用

随着川西新场气田中浅层低渗透气藏采出程度的增加,地层压力越来越低,采用常规压裂液施工滤失伤害严重,返排困难,压裂增产效果变差。为了解决上述难题,开发出了一种地下自动发泡的新型类泡沫压裂液。这种新型压裂液自动升温增压、地下自动泡沫化形成类似"泡沫压裂液"的混合物,具有优良的携砂性能、降滤失性能、破胶性能,自动增压助排,用于低压气井自喷返排率高,伤害率低。它兼具泡沫压裂液的优点和常规水基压裂液的经济性,腐蚀性低,施工方便,在8口井中获得成功应用,自喷返排率高,增产效果好,为川西中浅层剩余难动用储量的压裂开发提供了一种新的技术手段,在低压低渗油气田具有广阔的推广应用前景。     

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水力压是低渗气层改造的主要措施，是否有效将地开放的关键。国内外进行的大量低渗气层的压裂施工，其效果很难同低渗油层的压效相比，个别的气层经过大型水力压裂，产气量反而下降，并伴随有叶砂、压裂液水不彻底、返困难等现象。文章在综合国内外现场、室内水力压裂试验情况的基础上，分析了影响压裂效果的主要因素，包括压裂液的滤失，地层及天然裂缝的伤害，支撑剂的破碎及返回井筒、压裂液的配伍性和返以及气管理中的一些问题，     

新型延迟自生热增压泡沫压裂液研究

随着川西地区中浅层气藏采出程度加深,地层能量逐渐降低,压裂液返排率下降,常规压裂技术已不能适应开发需要。为解决该问题,研制了具有低腐蚀低伤害性能、泡沫携砂性好、低滤失、返排速度快的新型延迟自生热增压泡沫压裂液,并进行了现场应用。实验结果表明,该压裂液体系压后返排速度快,见气早,施工工艺成功率为100%。该研究在一定程度上增加了川西中浅层压裂改造的增产有效性。     

压裂井高效返排技术的完善及应用

川西气藏具有低渗、致密、压力低的特点，常规压裂后返排时间长，返排率通常较低，势必要求加快排液速度，降低对储层的伤害。通过多年的探索和研究，发展了一套高效返排技术:液氮助排＋纤维防砂＋优化放喷技术，探讨了液氮降滤、助排－纤维固砂和携砂的机理，优化了液氮加量、纤维加量和放喷油嘴尺寸，并对液氮的加入方法进行了优化研究，完善了该套返排技术。在川西进行了6口井现场应用，施工成功率100％，24 h内返排率均达到68％以上，返排中未见出砂现象，增产效果显著。该技术的完善和应用，为同类气藏的高效开发提供了很好的思路。     

页岩储层压裂工作液研究进展及启示

滑溜水和线性胶压裂液体系在页岩油气的增产中得到了广泛应用。但随着页岩油气资源开发的不断深入,该体系也暴露出了携砂能力有限、返排液处理难度高和对储层伤害大等诸多问题。因此,分析了目前页岩储层压裂工作液体系存在的问题,认为在掌握了页岩软化的损伤机理后,应该对前期的压裂施工和室内岩心评价资料进行整理,对由页岩软化损伤造成的压后无效井,进行再一次的增产尝试。综述了新型的页岩储层压裂工作液体系,认为基于产出水配制压裂液是必然的节能减排发展趋势;泡沫压裂液是有效的少水压裂方案;而超低浓度、疏水缔合和星形聚合物压裂液体系都具有较强的工业应用前景。根据调研内容提出了页岩储层体积压裂的节水方案,建议根据压裂液再生后的类型和用途,具有针对性地净化和处理返排液,从而降低返排液的处理成本。      

连续油管冲砂作业参数优化

长庆地区的气田属于典型的低压、低渗透气田,压裂技术成为增产的主要手段。在压裂施工过程中部分气井会出现压裂砂堵塞井筒的情况,采取相应的冲砂作业措施就尤为重要。由于地层压力低,传统的冲砂方法容易使冲砂液注入地层,使返排困难,对气层造成污染。连续油管冲砂作业过程受多种参数的影响,包括冲砂液成分、流速、堵塞物成分、堵塞处渗透率等,技术要求严格。另外,水平井中的冲砂问题也远比常规井要复杂。介绍了连续油管冲砂作业的特点,给出了相关作业参数的优化方法。     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。     

LPG无水压裂技术

大多数低渗透、低产油气藏均不同程度的含有泥质,普遍存在水敏、水锁污染,常规水力压裂增产改造后返排率低,存在一定的污染,导致压裂改造效果不如人意。而国外新近研发的LPG无水压裂技术,采用液化石油气作为压裂液,对地层无任何伤害,是一种适用于低渗低产非常规气藏的新兴高效压裂技术。为此,在调研加拿大GasFrac公司LPG压裂技术的基础上,对LPG压裂液物理特性及优势、LPG压裂工艺、LPG压裂应用等方面做了重点介绍。LPG压裂作业时基本不需要水,作业全过程储层不与水接触,压裂后产生的有效裂缝面积大,返排快速彻底,投产速度快;作业时采用安全高效的全闭式注入系统,自动遥控操作,采用可视摄像头与热成像相机,实时监控整个增产作业过程中系统压力的意外变化,提供强有力的安全保障;作业后也无须投入资金进行后期废水处理,极大地缓解了环境和水资源压力。结论认为:该项具有经济、环保双重效益的压裂技术,值得引进并推广应用到页岩气"井工厂"作业中,以促进中国页岩气产业化的快速发展。